Газометрия скважин во время бурения

Истинная глубина скважины, откуда вынесла информацию анализируемая порция бурового раствора, меньше глубины забоя в момент анализа на величину отставания ее по глубинам, т.е. на величину проходки за время движения бурового раствора от забоя до поверхности. Чтобы обеспечить регистрацию диаграмм газометрии в функции истинной глубины, сигнал от анализаторов задерживают с помощью линии задержки (за

поминающие устройства) на величину отставания по глубинам. Эту величину вычисляют исходя из информации о расходе бурового раствора и скорости бурения, получаемой с помощью специальных датчиков глубин и измерителя объема бурового раствора, эвакуируемого из скважины. Эту же информацию используют для автоматического вычисления коэффициента разбавления Е, равного объему бурового раствора, приходящегося на единицу объема выбуренной породы. Разделив результаты определения газосодержания бурового раствора на этот коэффициент, учитывают зависимость данных газометрии от режимов бурения и переходят к величине, пропорциональной приведенному газосодержанию, т.е. содержанию газов в единице объема разбуренной породы. Для определения этой величины необходимо учесть степень дегазации (коэффициент дегазации) дегазатора и некоторые другие характеристики газометрической станции. Результаты газометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований с целью перевода бурения на режим, установленный для вскры­тия продуктивных пластов (предварительная интерпретация, оперативное заключение); б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех данных ГИС.Появление поглощения или притока определяют по диаграммам расхода бурового раствора на выходе скважины Qвых и дифференциального расхода Qn, равного разности расходов на выходе и входе скважины. Рост Qвых и Qn говорит о притоке, а уменьшение Qвых и Qn — о поглощении бурового раствора.

Прогнозирование продуктивных пластов до их вскрытия основано на обогащении углеводородами пород-покрышек, перекрывающих продуктивные пласты, причем поле легких углеводородов распространяется выше, чем поле тяжелых. При приближении к залежи газосодержание бурового раствора и доля тяжелых компонентов возрасают, что можно обнаружить при высокочувствительном анализе.

Для определения продуктивных пластов на этапе предварительной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания, которые приближенно вычисляют с помощью станции путем введения поправки за значения коэффициентов разбавления и дегазации, но без учета фонового газосодержания в буровом растворе, закачиваемом в скважину. Для каждо­го аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компонентного состава для типовых залежей данного района (рис. 2). Если фактическая и одна из эталонных, кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный нефтеносный и т. п.).

Далее средние приведенные газопоказания для исследуемого аномалийного интервала сравнивают с аналогичными величинами, полученными для продуктивных пластов залежей, изученных ранее, залегающих на близких глубинах.

Окончательную интерпретацию результатов газометрии на этапе комплексной интерпретации всех материалов ГИС осуществляют следующим образом. Сопоставляя диаграммы приведенных газопоказаний с данными других методов ГИС, на диаграмме отмечают интервалы коллекторов, выделяемых по> комплексу данных ГИС. Затем переходят к определению характера насыщения тех интервалов коллекторов, к которым приурочены аномалии приведенных газосодержаний. Усредняя результаты компонентного анализа газа в интервале пласта-коллектора, строят усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта. Вычисляют более точные значения приведенных газопоказаний, внося поправку в кривую газопоказаний: за наличие фоновых газопоказаний Гф в буровом растворе, закачиваемом в скважину, и за размыв аномалии при подъеме-раствора на поверхность. Для этого из измеренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значение разностных величин против аномалии умножают на отношение мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полученную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, находят приведенные газопоказания Гпр.

Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум = =0,037Г пр z Т / Рпл, где Т — пластовая температура, К; Рпл — пластовое давление, МПа; z— коэффициент сверхсжимаемости газа.

Полученная величина Гсум может быть ниже истинного газосодержания пласта (равного knkr) из-за явления опережающего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыщения пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значениями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кривые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережающего проникновения фильтрата) неф-тегазосодержание пласта Гнг по формуле Гнг=100 Гпр B/G, где В— коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях; G — газовый фактор нефти.

Расчетную величину Гнг сравнивают с величинами, типичными для водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большинстве районов нефтеносным пластам соответствуют значения Гнг более 5%, для водоносных — менее 5%.

2. Профилеметрия скважин. Аппаратура, записываемые кривые и их интерпретация.

Наряду с кавернометрией в практике глубокого бурения скважин используется профилеметрия. Профилемеры отличаются от каверномеров лишь тем, что в них диаметры, измеряемые в двух взаимно перпендикулярных направлениях парами противоположных рычагов, не осредняются электрической схемой прибора, как это происходит в каверномере, а регистрируются в виде вертикальных профилей стенок независимо друг от друга. Каверномером измеряют

dc. м + dс. Б d = 2 ,

где dc.б— диаметр скважины, больший номинального dH; dc.м — то же меньший номинального.Таким образом, кавернограмма — результат осреднения двух профиле-грамм аппаратурным способом. Профилеграмма и кавернограмма могут быть получены одновременно путем суммирования сигналов, идущих по двум профилеметрическим каналам, не увеличивая времени задалживания скважины под геофизические работы.

Основным назначением профилеметрии является выделение желобов на стенках бурящейся скважины. На процессе желобо-образования сказываются различные факторы: лито логический состав пород, угол наклона и интенсивность искривления скважины, свойства промывочной жидкости, технология бурения число спуско-подъемных операций и др. Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения скважины. Точное решение этой задачи затрудняется из-за недостаточности четырех точек, измеренных с помощью рычагов, для установления конфигурации сечения скважины, и вследствие неопределенности положения в пространстве взаимно перпендикулярных большой и малой осей желоба (dc.6 и dC.M).При интерпретации профилеграмм важное значение имеет их воспроизводимость при повторных замерах. Воспроизводимость может быть достигнута при относительно одинаковом взаимном положении рычагов профилемера в скважине. Экспериментально доказано, что при произвольном вращении прибора в скважине в большем числе случаев одна из пар измерительных рычагов занимает положение, соответствующее максимально возможному их раскрытию, что способствует однозначности замера.

 Скачать реферат